Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов*1 рд 12-411-01

5. Определение технического состояния газопровода и рекомендации по поддержанию его в работоспособном состоянии Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния. 5.1. Определение эффективности работы электрохимической защиты (ЭХЗ) 5.1.1. Требования к ЭХЗ и методы контроля определяются разделом 5 "Требования к электрохимической защите и методы контроля" ГОСТ 9.602, ПБ 12-368-00 и Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии. 5.1.2. Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню: защищенности участка газопровода по протяженности; защищенности участка газопровода по времени. 5.1.3. Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствии с п. 5.1.1 ГОСТ 9.602, к общей длине данного газопровода. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств защиты. 5.1.4. Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствии необходимого поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного состояния, должен быть не менее 95%. 5.2. Определение состояния изоляции 5.2.1. Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления. 5.2.2. Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры: тип, материал изоляции, внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки); адгезию, величина которой определяется по методикам, предусмотренным приложением БГОСТР 51164-98; величину переходного сопротивления. Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа. 5.2.3. Величина переходного сопротивления R определяется по методу, приведенному в приложении Ж, или с помощью мегомметра, например, типа М1101М или другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В. 5.2.4. Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению R в сравнении с критическим (предельным) R значением конечного переходного сопротивления труба-грунт. Критическое (предельное) переходное сопротивление на диагностируемом участке газопровода вычисляется решением трансцендентного уравнения (1) где - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м; D - наружный диаметр трубопровода, м; H - глубина от поверхности земли до верхней образующей трубопровода, м; h - толщина стенки трубы, м. Решать уравнение следует методом подбора значения R, обеспечивающего равенство левой и правой частей уравнения с точностью 0,5. Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического (R<R), делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке газопровода. Если 2R R R, то покрытие находится на пределе защитных свойств. Если R>2R и имеется только пассивная защита газопровода, то рассчитывается остаточный срок службы изоляционного покрытия в соответствии с п. 6.1. При определении изоляционного покрытия на участке газопровода, как полностью деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер - обустройство на газопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ. При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции. 5.3. Определение степени коррозионных повреждений металла Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности. Влияние коррозионного износа на величину остаточного срока службы труб газопровода определяется расчетом в соответствии с пп. 6.6, 6.7 настоящей Инструкции. По результатам расчета определяется возможность дальнейшей эксплуатации газопровода как без проведения ремонта, так и при условии проведения ремонта методом абразивной зачистки (приложение З) или другими допустимыми методами ремонта, в том числе врезкой "катушки". 5.4. Определение качества сварных стыков 5.4.1. Если в процессе эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывы не отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не производится. 5.4.2. Если сварной стык попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом (строительном) или заводском (продольном или спиральном) сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативных документов, сварное соединение подлежит проверке методами неразрушающего контроля в соответствии с установленными нормами. 5.5. Определение физико-механических свойств металла труб При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе: снижение пластичности, выраженной в сближении величин предела текучести и временного сопротивления ; снижение ударной вязкости (KCU). Допустимые значения перечисленных критериев, приведенных к температуре 20°С, для труб из малоуглеродистой стали должны быть в пределах: /0,9; Дж/см. Фактические значения физико-механических свойств металла определяются: , - согласно ГОСТ 10006 и, как исключение, путем пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным паспортом соответствующего прибора и приложением К настоящей Инструкции; (KCU) (ударная вязкость фактическая) - приборным неразрушающим методом согласно приложению И настоящей Инструкции или разрушающим методом согласно ГОСТ 9454; (кольцевое напряжение фактическое) - приборным неразрушающим методом согласно приложению И настоящей Инструкции или расчетом по формуле (13) настоящей Инструкции. Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений () в стенке газопровода должны быть не более 0,75. При достижении любого из перечисленных критериев своего предельного значения участок газопровода назначается на перекладку. 6. Расчет остаточного срока службы газопровода 6.1. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по переходному сопротивлению (t, год) проводится по формуле (2) где - постоянная времени старения (год), рассчитываемая по формуле (3) где - переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода. Берется реально измеренное значение для данного участка либо принимается по табл. 1; - фактическое время эксплуатации газопровода до начала диагностирования, год. Таблица 1 Переходное сопротивление изоляционного покрытия на законченном строительством участке газопровода #G0Основа покрытия Переходное сопротивление, Ом·м Битумные мастики 5·10 Полимерные рулонные материалы 10 Полиэтилен экструдированный 3·10 Стеклоэмаль 10 Пример расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в приложении Е. 6.2. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящей Инструкции: пластичности металла труб (п. 6.4); ударной вязкости металла (п. 6.5); НДС при наличии фронтальной коррозии (п. 6.6); локальному НДС в местах коррозионных язв (питтингов) (п. 6.7). При ремонте или замене (вырезке) пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб по пп. 6.6, 6.7 для этого участка не производится, а определение остаточного срока службы производится по другим параметрам (пп. 6.4, 6.5). Результаты расчета остаточного срока службы по настоящей Инструкции достоверны при рабочем давлении газа, создающем напряжения в стенке трубы не более 0,3. 6.3. Определение физико-механических свойств металла приведено для условий: температура 20°С, избыточное давление для природного газа - 1,2 МПа, для паров СУГ - 1,6 МПа. Другие условия эксплуатации газопровода учитываются применением соответствующих поправочных коэффициентов k, k, k, k в формулах (4), (10). Исходные механические характеристики металла труб в начале эксплуатации (, , ) принимаются по исполнительной документации на газопровод (данные базового шурфа или сертификата качества) и, как исключение, при отсутствии их - по минимальным значениям механических характеристик стальных труб, приведенным в табл. 2, в которой для упрощения расчетов марки сталей всех степеней раскисления объединены в две группы по близости механических свойств. Таблица 2 Минимальные значения механических характеристик стальных труб (средние по маркам стали) #G0Группа Марка стали Минимальные нормативные механические характеристики Предел текучести , МПа Временное сопротивление , Мпа Ударная вязкость (KCU), Дж/см А Ст3, Ст4 ГОСТ 380, сталь 20 ГОСТ 1050 216 362 78,4 Б Ст2 ГОСТ 380, сталь 10 ГОСТ 1050 196 314 78,4 6.4. Расчет остаточного срока службы газопровода по изменению пластичности металла. Снижение пластичности металла труб в результате старения, т. е. зависимость основных механических характеристик (, ) от времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде функции, значения которой определяются по формуле (4) где a, b, с, е - параметры, отражающие процесс старения, значения которых приведены в табл. 3; kи k - поправочные коэффициенты условий эксплуатации. Таблица 3

Похожие:

	«Инструкция по диагностированию технического состояния подземных... «Промышленная безопасность в газовом хозяйстве». Сборник вкл.: Фз №69 от 31. 03. 1999, Правила охраны газораспред. Сетей, рд 03-444-02,...		Техническое задание Проведение экспертизы промышленной безопасности, включая диагностирование технического состояния подземных стальных газопроводов,...
	Техническое задание на выполнение работ по техническому диагностированию... Из-94 «Инструкция по диагностированию технического состояния резервуаров установок сжиженного газа, рд 03-421-01.«Методические указания...		Техническое задание к открытому запросу предложений №8579 Наименование,... Приложение №1: «Техническое задание на проведение диагностирования технического состояния и экспертизы промышленной безопасности...
	Инструкция по охране труда для слесаря по эксплуатации и ремонту... К самостоятельной работе слесарем по эксплуатации и ремонту подземных газопроводов и сооружений допускаются лица, не имеющие медицинских...		Техническое задание на открытый запрос предложения по выбору подрядной... Выполнение работ и предоставление заключения экспертизы промышленной безопасности о техническом состоянии газопроводов и газового...
	Техническое задание на техническое диагностирование и экспертизу... Техническое диагностирование и экспертиза промышленной безопасности подземных стальных газопроводов		Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных... Российской Федерации, Требования к химпродуктам, обеспечивающие безопасное применение их в нефтяной отрасли, регламентирующие деятельность...
	Р. 1 Метод измерений поляризационных потенциалов на подземных стальных трубопроводах		Определение технического состояния влэп 110 кв с возможностью прогнозирования... Состояния влэп 110 кВ на основе нечеткой логики. Предложено использование программной среды Scilab для определения показателя технического...
	Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии рд 153-39. 4-091-01 Все организации, выполняющие работы по проектированию, строительству, реконструкции, эксплуатации и ремонту стальных трубопроводов,...		Инструкции по ревизии технического состояния и отбраковке оборудования «Инструкция по ревизии технического состояния и отбраковке оборудования» содержит следующие разделы
	Инструкция по техническому диагностированию состояния передвижных... Руководящий документ, регулирующий деятельность надзора в нефтяной и газовой промышленности		Инструкция по проведению комплексного технического освидетельствования изотермических Требования настоящей Инструкции распространяются на проведение комплексного технического освидетельствования вертикальных цилиндрических...
	Руководство пользователя модуль «пожарные гидранты» Целью разработки асу тп «Мониторинг технического состояния пожарных гидрантов» (далее – асу тп) является повышение эффективности...		Инструкция по учету наличия, состояния, ремонта, технического обслуживания,... Утвердить и ввести в действие с 1 июля 2007 г прилагаемую Инструкцию по учету наличия, состояния, ремонта, технического обслуживания,...